ХПМЕКО]

[ГАНГ

1 . ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЕ ВЕЩЕСТВА.1.1 Эмульгатор Нефтенол НЗ

Область примененияИспользуется для получения обратных эмульсий на основе нефти, дизельного топли-

ва или углеводородного сырья - фракций нефти и т.п.Обратные эмульсии впервые нашли применение в России для выравнивания профиля

приемистости и ограничения водопритока - путем обработок нагнетательных скважин.Объем рабочей жидкости ( приготовленной на поверхности эмульсии ) закачивается вобъеме 100 - 400 мЗ . Эффективность данной обработки от 800 до 4500 тн нефти на обра-ботку. Процесс в течении 12 лет применяется на многих предприятиях России и показыва-ет стабильный результат.

Вторым направлением применения «Нефтенола НЗ», является использование обратныхэмульсий в качестве буровых растворов. Низкая фильтрация в пласт приводит к значитель-ному падению количества загрязнений и улучшает фильтрационные характеристики при-забойной зоны. Данный буровой раствор особенно эффективно применять для вскрытияпродуктивного пласта . Кроме самого бурового раствора разработан также состав для це-ментирования скважин после бурения на данном растворе.

Многочисленные скважины, пробуренные с применением данного раствора стабильнопоказывают хорошее его качество.

В последнее время актуальной задачей стало падение дебитов скважин после ремонтаза счет негативного влияния растворов глушения. Раствор глушения на базе обратныхэмульсий, приготовленный с применением «Нефтенола НЗ» позволяет снизить эти потерии даже несколько улучшить состояние призабойной зоны.

В настоящий момент растворы глушения на углеводородной основе применяются нанескольких крупных предприятиях Западной Сибири.

ПотребителиОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз", ОАО"Сургутнефтегаз", ОАО"Юганскнефтегаз",

ОАО"Оренбургнефтегаз", ОАО "ЛУКойл", ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз", ОАО "Татнефть",ОАО "Башнефть"

Эмульсионные составы на основе Нефтенол НЗ для повышениянефтеотдачи.

• Высокая эмульгирующая способность• Низкая температура застывания (-40'С)• Использование широкого спектра нефтей в качестве углеводородной фазы• Низкий удельный расход• Срок промышленного использования более 10 лет

ХПМЕКО

ГАНГ

Технология обработки нагнетательных скважин эмульсионными состава-ми на основе эмульгатора НЕФТЕНОЛ"НЗ

Цель эмульсионной обработки:• Увеличение охвата пласта по толщине и тем самым выравнивание его

профиля приемистости.• Доотмыв остаточной нефти в промытых пропластках• Снижение обводненности продукции добывающих скважин• Повышения нефтеотдачи пласта по обрабатываемому участку.

Указанная цель достигается путем обработки нагнетательных скважин эмульсионны-ми составами, расход которых зависит от характеристик пласта и составляет от 50 до 400 мЗна одну скважину. Данная технология может быть использована на месторождениях с плас-товой температурой до 90оС, обводненностью добываемой продукции до 95% (оптимально20-80%) и проницаемостью коллектора до 400 мД, неоднородностью коллектора 2-10.

1.2«Нефтенол ВВД»

СоставПредлагаемый продукт представляет собой оптимизированную по составу компози-

цию неионогенных и анионактивных ПАВ с добавлением комплекса модификаторов.

Область примененияНефтенол ВБД предназначен для использования в процессах интенсификации неф-

тедобычи для обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин.

Промысловые испытанияНефтенол ВВД успешные применяется уже около 10 лет на нефтедобывающих пред-

приятиях: ОАО ''Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" и ОАО "ЛУКойл", ОАО «Юкос» и др.Наибольшую эффективность Нефтенол ВВД показал при кислотной обработке при-

забойных зон добывающих и нагнетательных скважин в составе следующих композиций:• ПАВ Нефтенол ВВД• Гидрофобизатор Нефтенол ГФ• Соляная кислота (12-24%)

Дополнительная добыча нефти после обработки призабойной зоны пласта даннойкомпозицией составляет в среднем 500 - 1500 тн нефти на 1 тн Нефтенола ВВД. Объем за-качиваемой в скважину кислотной композиции зависит от конкретных условий добычи -на нефтедобывающих предприятиях ОАО "Ноябрьскнефтегаз" он составил 30-50 мЗ наскважину.

ХПМЕКО

ГАНГ

1.3 «Нефтенол МЛ»ЗАО "ХИМЕКО-ГАНГ" предлагает универсаль-

ный ПАВ для очистки призабойной зоны иотмывка асфальто-смолистых и парафинистыхотложений Нефтенол МЛ, выпускаемый по ТУ2481-056-17197708-00.

Предлагаемый продукт представляет собойкомпозицию неионногенных и анионноактив-ных веществ с модификаторами.

Характеристики композиции• Значительно снижает

поверхностное натяжение• Обладает высокой

отмывающейспособностью

• Совместима с кислотамии кислотными композициями

Нефтенол МЛВРК-СВРК-ССМЛ-81

Эффективная моющая способность композицийПАВ от АСПО при 20°С

Динамика изменения перепада давления и коэф-фициента выиеснения нефти. Оценка эффектив-ности технологии на основе раствора Ритин,эмульсии Нефтенол НЗб и раствора Нсфтепол МЛ.

Динамика вытеснения нефти пластовой водой.Оценка эффективности технологии раствора Ри-тин, эмульсии Нефтенол НЗб и раствора Нефте-нол МЛ.

ХПМЕКОГ/

1.4 Нефтенол ВКСЗАО "ХИМЕКО-ГАНГ" предлагает универсальный ПАВ для интенсификации нефтедобы-

чи, для обработки призабойной зоны нагнетальных и добывающих скважин - НефтеполВКС, выпускаемый по ТУ 2483-048-17197708-99.

Предлагаемый продукт представляет собой композицию, состоящую из карбоксимети-лированного оксиэтилированного алкилфенола и низкотемпературного растворителя.

Характеристики композиции• Значительно снижает поверхностное натяжение• Низкая температура застывания• Хорошая эмульгирующая способность

Композиция может быть использована как добавка к кислотному раствору для проведе-ния кислотных обработок, а также как эмульгатор для приготовления кислотных микро-эмульсий.

Форма поставкиЖелезнодорожным транспортом в цистернах или железнодорожным и автомобиль-

ным транспортом в бочках по 100-200 л.

1.5 Гидрофобизатор (Катионный ПАВ для процессов ин-тенсификации нефтедобычи) НЕФТЕНОЛ ГФ.

Область применения:НЕФТЕНОЛ ГФ предназначен для использования в процессах интенсификации неф-

тедобычи, при обработке в составе ПАВ- кислотных композициях, призабойных зон нагне-тательных и добывающих скважин. Служит для удаления связанной воды из пласта и гид-рофобизации поровой поверхности. Применяется также для обработки растворов глуше-ния и буровых растворов при первичном вскрытии продуктивных пластов.

Промысловые испытания:НЕФТЕНОЛ ГФ с 1997г. успешно применяется на нефтедобывающих предприятиях ОАО

"Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз", ОАО "Сургутнефтегаз".В 1995 году па предприятиях АО "Ноябрьскнефтегаз" с помощью технологий с исполь-

зованием НЕФТЕНОЛа ВВД и Нефтенола ГФ было обработано 43 нагнетательных и добы-вающих скважины и дополнительно добыто более 46 тыс. тонн нефти.

Наибольшую эффективность по данным УПНП ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз"НЕФТЕНОЛ ГФ показал при кислотной обработке призабойной зоны добывающих и на-гнетательных скважин в составе следующей композиции:

• ПАВ Нефтенол ВВД• Гидрофобизатор Нефтенол ГФ• Соляная кислота ( 24 -12%)

ХПМЕКО

ГАНГ

Поверхностно-активное вещество для солянокислотныхобработок «Нефтенол К».

Разработано и проходит промышленные испытания новый ПАВ для кислотных обра-боток «Нефтенол К».

Состав обладает следующими полезными свойствами:• сильно снижать поверхностное натяжение на границе керосин-вода;• снижает коррозионную активность кислоты (может быть использован как ингиби-

тор);• не вступает в реакцию со стандартными ингибиторами коррозии, традиционно при-

меняемыми при производстве соляной кислоты (в отличи от большинства ПАВ, применя-емых для этих целей);

• обладает свойством снижать скорость реакции с карбонатами, что в совокупности снизким поверхностным натяжением дает возможность кислоте намного глубже проник-нуть в глубину пласта и провести обработку не в непосредственной близости от призабой-ной зоны, а в удалении от нее, что делает обработки более результативными;

• имеет летнюю и зимнюю товарную форму.

Скоросгь расширения карбонатной пороли во времени При темпера ivpe 20C

-Г, О

400

350

300

250

200

1 SO

1 00

so

•

•

\

\ \

\ \

\

1 • —

\

\ \

\ ;

• — • •

ч ...

-•-12% HCI (инг.) +• 4%

Нефтеноп К

-л-Ринп о СКС

HCI (ин1 )

Время, минСкорость растворениякарбонашой породы во временипри температуре 20С

ХПМЕКО

ГАНГ

Свойства кислотных составов на основе Нефтенола К

Кислотныесоставы

Нефтепол К (летняя40%) - 2,0 г + кислотасоляная, инг. (12%) - 98 г

Нефтенол К (зимняя40%) - 2,0 г + кислотасоляная, инг. (12%) - 98 г

Нефтенол К (летняя40%) - 4,0 г + кислотасоляная, инг. (21,1%) -96 г

Ульяновский керпКислота соляная, инг.,12%

Ульяновский керпНефтепол К (летняя -40%) 2г + кислотасоляная, инг., (12%) - 98г

Нефтенол К (летняя40%) - 2,0 г + кислотасоляная, инг. (10,5%) -96,5 г + HF ( 3 9 , 3 % ) - 1 , 5 г

Ринго СКС (1-ыйобразец)

Ринго СКС от 29.05.02

24%

Ринго СКС от 29.05.0212%

Межфазноенатяжениерабочегораствора

(12%), мН/м

0.16

0,08

0,16

18,5

0.16

0,06

8,65

7,80

12,80

Коррозияг/м2/час

0,16

0,39

0,13

0,19

0,18

0,32(НС1 без

инг)- 10.6

0,23*

0,44

0,37

Растворение карбонатной породы

Температура,оС

20

20

20

20

20

20

20

20

20

Времяконтакта,

мин

10

3090

300

103090

300

103090300

103090300

103090300

0,5 час.1,0 час.3,0 час.24 час.48 час.72 час.120 час.

10

зо90

300

103090

300

103090

300

Скоростьрастворения,

г/м2 мин

54,3161,9636.178,15

62.0170,5220,544,4

80,4773,8838,609.10

342.9265.63,4

0,09

69,8644,4419,850,67

0,89210 " 0 И0,99940,6982

0,69690,23040,2384

40,4613,722,720,08

452,69145,6816.370.86

288,9551,663,830,16

Количествосъеденной

породы,

% (мае.)

19,6856,0791,5360,28

17,5055,9046,3036,50

19.351 1.61

66,3761.25

58,8935,714,810,40

11,2920,7323,54

2,94

0.036750.056950.25033

1,35531,36281.37442,4030

72,1885,9650,914,75

55,8060,9319,392,85

41,5920,57

5,480,75

ХПМЕКОГ/

2. Химические реагенты для гидроразрывапласта.

2.1 Комплекс гелирующий "ХИМЕКО-В"ЗАО "ХИМЕКО-ГАНГ" разработало и освоило промышленный выпуск комплекса ге-

лирующего "Химеко-В", используемого для получения гелей па водной основе, применяю-щихся в качестве рабочих жидкостей в процессах гидроразрыва пластов (ГРП) в добываю-щих и нагнетательных скважинах. Область применения: терригенные и карбонатные кол-лектора с пластовой температурой от 20-110оС.

Состав комплекса:• Гелеобразователь 3,00 - 4,00 кг/мЗ• Стабилизатор глин 0,00 - 20,00 кг/мЗ• Буфер-регулятор 1,00 - 2,00 кг/мЗ• Деэмульгатор 0,20 - 0,25 л/м13• Бактерицид 0,20 -0,50 л/мЗ• Регулятор деструкции 0,10 - 2,00 кг/мЗ• Сшиватель 3,00 - 4,00 л/мЗ• Деструктор 0,025-0,1 кг/мЗ (дозировка в зависимости от температуры)

Характеристика комплекса• Гели на основе комплекса гелирующего "Химеко-В" обладают:• низкими коэффициентами фильтрации;• высокой пескоудерживающей способностью;• низкими потерями давления на трение, что дает возможность применять их как при

низких, так и при высоких темпах закачки;• высокой термостабильностью;• не вызывают набухания глин и ухудшения коллекторских свойст пласта;• регулируемыми сроками деструкции;• гелирование производится "на потоке" при добавлении сшивателя.• Комплекс гелирующий "Химеко-В"пригоден для гелировапия не только пресной, но

и минерализованной воды.• Возможность использования широкого спектра нефтепромыслового оборудования,

в том числе и отечетственного.• Дебит после проведения работ ГРП увеличивается в 3-15 раз.

Результаты промышленных испытаний комплекса "Химеко-В", проведенных ЗАО "Пур-нефтеотдача" на добывающих скважинах Таркосалинского и Восточно-Таркосалинскогоместорождений (НК "Таркосалнефтегаз") при глубине скважин 3200-3300 м и пластовойтемпературе 90-100оС, показали, что по своим эксплуатационным характеристикам он неуступает высококачественным реагентам фирм "Dowell Shlumbergen", "ClearWater" и"Halliburton".

хпмс-ко

2.2 Комплекс гелирующий "Химеко-Н"ЗАО "Химеко-ГАНГ" разработало и освоило промышленный выпуск комплекса гели-

рующего "Химеко-Н", используемого для получения гелей, применяющихся в качестве ра-бочих жидкостей в процессах гидроразрыва в водочувствительпых терригенных коллекто-рах с пластовой температурой до 110°С.

Состав комплекса (на 1 м3 углеводородной жидкости)• Гелсобразователь "Химеко-Н" - дозировка в зависимости от типа гелируемой углево-

дородной основы от 6 до 16 л• Активатор "Химеко-Н" - дозировка от 3 до 16 л• Деструктор (в зависимости от пластовой температуры) - от 0,5 до 5,0 кгПреимущества гелирующего комплекса• Быстрое гелирование при добавлении компонентов• Широкий диапазон концентраций реагентов• Низкие температуры застывания компонентов дают возможность использовать их в

зимних полевых условиях• Реагенты результативны в широком интервале температур• В качестве углеводородной основы могут быть использованы нефть, керосин, денор-

мализат, дизельное топливо, газоконденсат и другие фракции нефти• Возможность использования широкого спектра нефтепромыслового оборудования,

в том числе и отечественного (АН-700)• Гели на основе комплекса гелирующего"Химеко-Н" не вызывают набухание глин и

ухудшения коллекторских свойств пласта• Гели на основе комплекса гелирующего "Химеко-Н" обладают высокой пескоудержи-

вающей способностью и низкими коэффициентами фильтрации

Промысловые испытания и внедрение комплекса гелирующего "Химеко-Н" проводи-лись в водочувствительных низкопроницаемых терригенных пластах на добывающихскважинах ОАО "Пурнефтегаз" на глубине 2600-3000 м с температурой до ЮОоС, а также надобывающей скважине Уренгойского месторождения ОАО "Газпром" на глубине 3840 м спластовой температурой ПОоС. ГРП проводились сервисной компанией ОАО "Пурнефте-отдача" по специально разработанной технологии с применением отечественного обору-дования. В результате обработок дебит скважин увеличился в 2-10 раз.

Техническая документацияКомплекс гелирующий "Химеко-Н" выпускается по ТУ 2481-053-1719708-00, имеет ги-

гиенический сертификат и разрешение НИИ "Нефтепромхим" на применение в нефтянойпромышленности. Запатентован.

Форма поставкиПоставляется железнодорожным и автомобильным транспортом в бочках емкостью

200л.

Jk ХИМС-KOL

JTAHV

З.Гелеобразующие составы.3.1 Изолирующий реагент для повышения нефтеотдачи

низко- и высокотемпературных пластов «Теромогель» иТалка-Термогель"

Реагент "Галка-ТЕРМОГЕЛЬ" и "ТЕРМОГЕЛЬ" разработаны совместно с институтом нефтиСО РАН. Выпускается согласно ТУ 2484-051 -171977708 -99 . Реагент ГАЛКА-ТЕРМОГЕЛЬ выпу-скается в твердой товарной форме.

Характеристики композицииРеагент ТЕРМОГЕЛЬ-1 представляет собой композицию, полученную на основе солей

алюминия, карбамида и поверхностно-активных веществ.За счет тепловой энергии пласта происходит гидролиз одного из составляющих ТЕР-

МОГЕЛЯ-1 компонентов с выделением аммиака, что постепенно повышает рН раствора,при этом непосредственно в пласте практически мгновенно генерируется неорганическийгель. Образование его приводит к перераспределению фильтрационных потоков, вырав-ниванию профиля приемистости нагнетательных скважин и снижению обводненности до-бывающих скважин.

Состав обладает низкой коррозионной агрессивностью, может быть приготовлен сиспользованием воды любой минерализации и закачан в пласт с применением стандарт-ного оборудования.

Технология приготовленияРеагент ТЕРМОГЕЛЬ-1, приготовленный в заводских условиях используется путем раз-

бавления водой в 5 - 12 раз непосредственно перед закачкой, с дальнейшей выдержкой впласте в течение 24 часов на гелированис, с последующим включением скважины в рабо-ту.

Технология применима для высоконеоднороных пластов на ранней и поздней стади-ях разработки.

Применение реагента ТЕРМОГЕЛЬ-1 на высокообводненных месторождениях Запад-ной Сибири дало дополнительно 40-60 тонн нефти / на тонну закачанного реагента.

Форма поставкиЖидкая товарная форма поставляется железнодорожным транспортом в цистернах,

сухая товарная форма поставляется железнодорожным или автомобильным транспортом вмешках по 20-50 кг.

Не органический гелеобразующий состав ТЕРМОГЕЛЬ и технологии на его основе дляограничения водопритоков и повышения нефте отдачи

Используется в Юрских отложениях без снижения приемистости нагнетательных сква-жин

В состав композиций ТЕРМОГЕЛЬ входят экологически безопасные продукты много-

XMMEKOi

ГАНГ

тоннажного отечественного производства Закачка производится с использованием стан-дартного оборудования Дополнительная добыча нефти 40-60 тонн на 1 тонну КОМПОЗИ-ЦИИ

Промышленно выпускаются твердые товарные формы:• ТЕРМОГЕЛЬ-С для температуры пласта 70-120'С• ТЕРМОГЕЛЬ-У для температуры пласта 40-70'С• ТЕРМОГЕЛЬ-НТ для температуры пласта 20-40'С

Промышленное применение технологии с применением композиций ТЕРМО-ГЕЛЬ на месторождениях НК «ЛУКОЙЛ»

На месторождениях ТИП "Лангепаснефтегаз" за 9 месяцев 2001 г. произведена закачкакомпозиции ТЕРМОГЕЛЬ в 27 скважин

Локосовское месторождение, объекты АВ2, БВ^, БВ^ 6 скв/операций, средний удельныйэффект -1140 т на скв/опер

Покамасовское, объекты ЮВ^ 21 скв/операций, средний удельный эффект — 747 т наскв/опер

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ - 17,925 тыс. т

1ыВ" " >

•

1

!.НЕ^Нзакачка Термогеля

J

-*-Нефть

\

iKT.fXi ноя.00 яекМ «га-М фс>-01 алрЛЗ

у jp •

/ Доб.скв. 1509

апр.01 MJliin iiuiii.dl и юл.01 аег.Ш

т

9 7 *

Я" £

м |

94 О

Промышленное применение технологии с применением композиций ТЕРМОГЕЛЬ.Покамасовское месторождение, пласт ЮВ.

химс-ког/

4. Кислотные композиции.4.1 Сухокислотная композиция для кислотных обработок

терригенных коллекторовСухокислотная композиция для кислотных обработок терригенных коллекторов

представляет собой состав, содержащий 2 сухих компонента ( компонент А и компонентБ) и выпускается согласно ТУ 0254-033-17197708-96 .

При растворении в воде за счет химической реакции между компонентами проис-ходит постепенное выделение фтористоводородной кислоты и неорганических солей - бу-феров, которые гидролизуясь постепенно выделяют ионы водорода и постоянно поддер-живают низкое значение рН до полной нейтрализации фтористоводородной кислоты,препятствуя выпадению осадков. При этом скорость реакции замедляется, что позволяетувеличить радиус кислотной обработки по сравнению с глинокислотой.

Состав обладает низкой коррозионной активностью, а также не содержит в своем со-ставе ионы трехвалентного железа.

Предлагаемый состав можно использовать также в сульфатсодержащих и железосо-держащих пластах, т.к. с этими солями сухокислотный состав не реагирует и, следователь-но, осадков не образует.

Состав пригоден для использования как в низко- так и высокотемпературных плас-тах.

Возможно использование состава с добавлением соляной кислоты или после пред-варительной солянокислотной обработки.

Технология приготовления кислотного раствораСостав раствора (содержание в 1мЗ пресной воды, кг):

Компонент А 50-65Компонент Б 50 - 130

Приведенный состав компонентов примерно соответствует составу глинокислоты ссодержанием 12% НС 1 и 3% НЕ (Возможно меньшее содержание реагентов, при обязатель-ном сохранении пропорций).

Для приготовления кислотного раствора во всем количестве пресной воды раство-рить компонент А, а затем компонент Б (растворение обоих компонентов идет с пониже-нием температуры, поэтому для приготовления лучше использовать подогретую до 20 - 40°С подтоварную воду).

Количество кислотного раствора принимается исходя из промысловой практики ис-пользования глинокислотных растворов для первичных внутрипластовых обработок: 0,3 -0,4 мЗ на 1 м обрабатываемой толщины пласта.

Результаты промысловых испытаний на месторождениях Западной Сибири показа-али, что обработка позволяет кратно (в 2-10 раз) увеличить продуктивность скважины, нопри обработках полезно бывает сделать предварительную кислотную ванну, а также, учи-тывая наличие карбонатов в коллекторе, в некоторых случаях делать предварительную за-качку соляной кислоты.

ХПМЕКОГ/

4.2 Сухокислотная композиция для кислотных обработок

карбонатных коллекторов для температур выше бОоС

ЗАО "ХИМЕКО-ГАНГ" предлагает сухокислотную композицию для обработки карбо-натных коллекторов для температур выше бОоС.

Композиция состоит из трех сухих компонентов и отличается более высокой эффек-тивностью воздействия по сравнению с 12-15% соляной кислотой за счет гидролиза и ком-плексообразования.

Характеристики композиции• Низкая коррозионная активность• Продолжительное воздействие на пласт• Применение композиции не вызывает образования осадков

Технология приготовления кислотного раствораСостав раствора (количества на 1 мЗ пресной воды)

• Компонент А 50-150 кг• Компонент Б 15-50 кг• Компонент В 10-30 кг

Для приготовления кислотного раствора в всем объеме подтоварной воды последо-вательно растворяют компоненты А, Б и В, после чего раствор готов к применению. Расходкислотного раствора составляет от 0,3 до 0,5 мЗ на 1 м толщины пласта. Для растворениякомпонентов требуется оборудование с антикоррозионным покрытием.

Форма поставкиЛюбым видом транспорта в условиях исключающих попадание влаги. Расфасовка

реагентов по 20-50 кг.

4.3 Сухокислотная композиция для кислотных обработоккарбонатных коллекторов для температур ниже 60°С

ЗАО "Химеко-ГАНГ" предлагает сухокислотную композицию для обработки карбонат-ных коллекторов ниже бОоС.

Композиция состоит из двух сухих компонентов А, Б и ингибитора коррозии. Отли-чается более высокой эффективностью воздействия на пласт по сравнению с 12-15% соля-ной кислотой за счет гидролиза и комплексообразования.

ХИМЕКО

ГАНГ

Кислотная композиция «Химеко ТК-2» длятерригенных коллекторов

Разработан и прошел промышленные испытания кислотный состав для терриген-ных коллекторов «Химеко-ТК2».

Состав обладает избирательным действием на кварц, не реагируя при этом с глиной,что исключает образование гелеобразных осадков. Низкая коррозионная активность,низкое поверхностное натяжение на границе керосин-вода, низкая скорость реакцииделают состав конкурентоспособным в сравнении с традиционно применяемыми гли-нокислотой и другими сотавами.

Были проведены сравнительные испытания нескольких составов, применяемыхдля кислотных обработок.

Таблица физико-химических параметров

Наименование Кислотные составы

показателя

рН

Реакция сбентонитом

(визуальная)

Глиноки слота,содержащая

1 2 % H C 1 H 3 % H F

0

идет бурная

BJ Sand StoneAcid

1,0-2,0

не бурная

СоставХимеко ТК-2

2,8-2,9

не бурная

СоставРинго ГКС

0

не бурная

Поверхностноенатяжение награнице скеросином

мН/м

Скоростькоррозии[г/м2час] при 20°С

* [мм/год]

7,01

рН послеконтакта навески,состоящей из90% песка и10% глины

при 80°С, за 30 мин

17,47

0,0793

1,7

0,45

0,0832

2,6

12,07

29,27;

1,1

ХПМЕКО

ГАНГ

Для сравнения были взяты четыре кислотных композиции: глинокислота (содержащая3 масс.% HF и 12 масс.% НС1 в пресной воде), состав BJ Sand Stone, композиция «ХимекоТК2>> и состав «Ринго ГКС». Исследования проводились по стандартным методикам для дан-ных систем.

В таблице приведены физико-химические параметры исследуемых образцов. Из пред-ставленных данных видно, что реакция бентонита с глинокислотой сразу начинается бур-но - это можно определить визуально.

Поверхностное натяжение, характеризующее легкость и глубину проникновения ком-позиции вглубь нефтенасыщенного пласта самое низкое у «Химеко-ТК2>> (более чем в 20раз), а все остальные составы примерно одинаковы.

Высокие скорости коррозии у глинокислоты и «Ринго ГКО - это неотвратимо скажетсяна долговечности оборудования.

Изменение рН после реагирования кислотных составов с кнарцем при 70°С

рН 1 5

- Глинокислота

-"BJ Sandstone ACID SM11

-ТК-2

"Ринго ГКС"

График 1.

Как видно из графика 1,рН композиций меняется вовремени по разному, но у «Хи-меко-ТК2» он практически неменяется во времени имеятенденцию к снижению , чтопозволяет говорить о том, чтобуферная система этого реа-гента выделяет плавиковуюкислоту по мере ее расходова-ния на растворение кварца, аостальные три реагента меня-ют свой рН очень быстро (бы-стро расходуется кислота) и

уже через 30 мин. грязевой кислоты практически нет. Остальные два состава меняют свойрН медленнее, но все равно видно, что изменяется он неуклонно , и к 60 минутам рН вый-дет примерно на то же значение, что и у грязекислоты.

У данного графика есть и еще один аспект -при падении рН выше 3 в составах. содер-жащих плавиковую кислоту начинается выпадение гелеобразных осадков. В случае «Химе-ко ТК» данного явления не происходит.

Следующие два графика показывают скорости растворения глины и кварца от време-ни.

Естественно, что чем лучше состав растворяет кварц тем он эффективней, но при этомскорость растворения глины должна быть минимальной. Как видно из графиков глинокис-лота прекрасно растворяет и кварц и глину - это ведет к выносу песка и , при повышениирН выше 3 к образованию большого количества гелеобразных осадков.

Остальные реагенты практически одинаково растворяют кварц, но только «ХимекоТК2> практически не растворяет глину - что очень хорошо в данном процессе.

Из приведенных материалов видно, что «Ринго ГКО скорее всего является разбавлен-ной глинокислотой, либо соляной кислотой с малым содержанием плавиковой кислоты.

Технология обработки состоит в следующем: при проницаемости терригенного кол-

ХПМЕКО

Зависимость скорости растворения бентонитовой глины от времени

при 70° С

\

Тлинокислота•"BJ Sandstone ACID SM""Ринго ГКС"

-ТК- 2

5 10 15 20 25 30

Время мин

Зависимость скорости

времена

=X

1}

1с

3

растворения кварца от

при 70 С

—•— Глинокмслота - • — "BJ SandSlone ACID SM" — * — Т К - 2 - ^ ^ " Р и н г о ГКС"

;

~£/////

Г

и-- *

В,х

\

И . Н И Н

1 А

а

лектора выше 50 мД закачи-вается 3-6 мЗ 1.5 %-го рас-твора хлорида аммония, за-тем закачивается 0.5 - 1 мЗкислотного раствора наметр вскрытой толщиныпласта, после чего осуществ-ляют продавку 1.5%-иымраствором в количестве 3-6мЗ. Состав выдерживают впласте для реагирования 4-8часов, после чего необходи-мо освоение скважины.

Для терригенных плас-тов менее 50 мД требуетсядополнительные исследова-ния по растворимости иподборе кислотного раство-ра.

хпмс-ко

Результаты проведения обработок кислотной композицией«Химеко ТК-2» в ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз»

Геолого-техничекие

параметры

Скв.

1474

1654

1719

1721

1776

2025

Пласт

БП6

БП6

БП6

БП6

БП8

БП9

До обработки

Q3K.

м^/сут.

7,8

10,8

11,5

9,1

8,1

8,2

QH.

т/сут.

6,2

7,4

9,4

7,0

6,6

6,0

После обработки

Q5K.

м^/сут.

13

16

17

15

12,5

12

QH.

т/сут.

10,5

12,8

13,8

12

10,1

9,6

Прирост

дебита

QH.

т/сут.

4,3

5,4

4,4

4,4

3,5

3,6

Динамика изменения скорости растворениякварца для различных кислотных составов при700С

Динамика изменения рН при взаимодействииразличных кислотных составов с кварцем при

химекоГАНГ

Кислотная композиция «Химеко К-2» длякарбонатных коллекторов

• Замедленная реакции с карбонатнойпородой при повышенной температуре• Обладает увеличенным временем нейтрализации• Не образует осадков в пластовых условиях• Обладает повышенной проникающей способностью вкарбонатный коллектор• Обладает низкой коррозионной активностью

Физико-химические свойства кислотных составов

Наименование показателя

Р н

Поверхностноенатяжение награнице с керосином,

мН/м

Скорость коррозии

при 20°С, г/м2-час(мм/год)

Кислотные составы

12% соляная кислота

0

35,9

2,4(2,7)

Ринго СКС

0

8,7

2Д(2,4)

Химеко К-2

2,5

0,34

0,033(0,091)

Динамика изменение скорости растворе-ния карбонатной породы при температу-ре 70°С

ХПМЕКОп

Характеристика композиции• Низкая коррозионная активность• Продолжительное воздействие на пласт• Не вызывает образования осадков

Технология приготовления кислотного раствораСостав композиции (количества компонентов на 1 мЗ пресной воды)

• Компонент А - 90 кг• Компонент Б -120 кг• Ингибитор коррозии - 2 кг

Для приготовления кислотного раствора в весь объем пресной воды подогретой до40оС вводится ингибитор коррозии, затем, после полного растворения, компонент А, по-сле чего компонент Б. Количество кислотного раствора соответствует 0,3-0,5 мЗ на 1 м тол-щины пласта.

Форма поставкиЛюбым транспортом в условиях исключающих попадание влаги. Расфасовка сухих

реагентов в мешках по 20-50 кг, ингибитор коррозии в бочках по 20-50 л.

5. Хромовые сшиватели.

ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработаны и выпускаются два вида хромовых сшивателей - Универсаль-ный хромовый сшиватель (сшиватель хромовый универсальный ту 2432-047-17197708-99) и ацетатхрома (Хром (Ш) ацетат уксуснокислый технический (марки Р,П) ТУ 0254- 03Ы7197708-96).

Оба вида сшивателей применяются для процессов повышения нефтеотдачи закачкой сшитыхполимерных составов. Соотношения полимера и сшивателя выбираются исполнителем работ в за-висимости от полимера и поставленной задачи. Время сшивки и качество получаемого геля регу-лируются в широком диапазоне посредством изменения концентрации сшивателя .

Сшиватели применяются на предприятиях Западной Сибири: ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефте-газ», ОАО «ЛУКОЙЛ» и др.

6. Деэмульгаторы.Деэмульгаторы торговой марки НЕФТЕНОЛ®-Д

Область примененияПредназначены для разрушения нефтяных эмульсий на промыслах, для глубокого обессо-

ливания нефтей и газовых конденсатов на нефте- и газоперерабатывающих заводах, в качестве ре-агентов при флотации руд.

Преимущества• Высокая деэмульгирующая способность, соответствует уровню высоко-эффективных зарубежных реагентов;• Низкий удельный расход;

ЦельПодготовка углеводородного сырья к переработке на промыслах и НПЗ.• Высокая степень обезвоживания и обессоливания.Применение и дозировка

Применяются на всех видах обезвоживающих установок, дозируются как в товарнойформе, так и в виде растворов. Растворяются в ароматических углеводородах, низкомоле-кулярных спиртах, в воде диспергируются.

Дозировка - на промыслах 20 30 г/тн нефти, на НПЗ -3-5 г/тн нефти.

Промышленные испытанияОпытно-промышленные испытания по обессоливапию углеводородного сырья на

блоках ЭЛОУ:• ОАО «Норси», смесь западносибирских и татарских нефтей с подкачкойгазового конденсата и ловушки;• ООО «Киришинефтеоргсинтез», смесь западносибирских нефтей с подкачкой газового конденсата;• Оренбургского ГПЗ, смесь оренбургского и карачаганакского конденсатов;• ОАО «Роснефть-Туапсинский НПЗ», смесь ставропольских и краснодар-ских нефтей, показали высокую степень обессоливания (до 1 мг/л), обезвоживания, чи-

стоту сточных вод - эффективность на уровне зарубежных аналогов, а в ряде случаев и вы-ше.

На промыслах ОАО «ТНК-Нягань» промышленное применение НЕФТЕНОЛ®-Д осуще-ствляется с1998г

Преимущества• Низкая температура застывания (минус 50°С);• Высокая деэмульгирующая способность, соответствует уровню высоко-эффективных зарубежных реагентов;• Низкий удельный расход;• Производство полностью на доступном отечественном сырье и обору-довании;• Наличие необходимой нормативно-технической документации:-Паспорт безопасности,-Санитарно-эпидемиологическое заключение о принадлежности деэмульгаторовНЕФТЕНОЛ®-Д к III -IV классам умеренно и малоопасных веществ,-Разрешение Госгортехнадзора России на применение деэмульгаторов НЕФТЕ-НОЛ®-Д для использования на предприятиях нефтегазового комплекса РФ,-Допуск Минтопэнерго РФ на применение в промышленности для разрушениянефтяных эмульсий и для обессоливания нефти при подготовке ее к переработке.Цель• Подготовка углеводородного сырья к переработке па промыслах и бло-

ХПМЕКОк

V A H r

ках ЭЛОУ НПЗ и ГПЗ.• Высокая степень обезвоживания и обессоливания.

Применение и дозировкаПрименяются па всех видах обезвоживающих установок, дозируются как в товарной форме,

так и в виде растворов. Растворяются в ароматических углеводородах, низкомолекулярных спир-тах, в воде диспергируются.

Промышленные испытанияОпытно-промышленные испытания по обессоливанию углеводородного сырья на блоках

ЭЛОУ:• ОАО «Норси», смесь западносибирских и татарских нефтей с подкачкойгазового конденсата и ловушки;• ООО «Киришинефтеоргсинтез», смесь западносибирских нефтей с подкачкой газового конденсата;• Оренбургского ГПЗ, смесь оренбургского и карачаганакского конденсатов;• ОАО «Роснефть-Туапсинский НПЗ», смесь ставропольских и краснодар-ских нефтей, показали высокую степень обессоливания (до 1 мг/л), обезвоживания, чистоту

сточных вод - эффективность на уровне зарубежных аналогов, а в ряде случаев и выше.

На промыслах ОАО «ТНК-Нягань» промышленное применение НЕФТЕНОЛ®-Д осуществляется

с 1998г. Лабораторные тестовые испытания НЕФТЕНОЛ®-Д на промысловых эмульсиях месторож-дений Западной Сибири показали, по эффективности они находятся на уровне зарубежных анало-гов, применяемых на промыслах, а в ряде случаев и выше.

7.Некоторые технологии примененияреагентов и композиций.7.1 Самогенерирующая пенная система для освоения и очи-стки скважин.

ЗАО "Химеко-ГАНГ" предлагает самогенерирующую пенную систему, состоящую из 3-х ком-понентов:

• Пеногенератора (сухое вещество)• Активатора (сухое вещество)• ПАВ-пенообразователя (жидкость)

При приготовлении пенной системы в результате окислительно-восстановительной реакциивыделяется азот, который вспенивает раствор ПАВ. Использование специального ПАВ, разработан-ного ЗАО "Химеко-ГАНГ, позволяет выдерживать рН в узких пределах (2-3), в результате чего не об-разуются вредные окислы азота и получается устойчивая пена как в водной, так и в углеводороднойсреде.

Кратность пены составляет 10-25.Устойчивость - 20-45 мин.Максимальное теоретическое выделение газа - 91 мЗ на 1 мЗ раствора.

Ъ XHMEKOL

ГАНГ

Количества компонентов

Состав ( в расчете на 1 мЗ пресной воды)• Псногенератор - 100-280 кг• Активатор -100-280 кг• Пенообразователь -5-20 л

Технология приготовления пенной системы1. В 1 мЗ подогретой до 40оС подтоварной воды последовательно растворяют пеногенера-

тор и активатор.2. В 200 л подогретой до 40оС подтоварной воды растворяют пенообразователь.3. Закачивают полученные растворы в скважину.

Объемы реагентов определяются технологической целесообразностью, при этом пропор-ции компонентов должны быть соблюдены.

Форма поставкиРеагенты поставляются железнодорожным или автомобильным транспортом в бочках по

200 л, в мешках по 2-5 кг.

7.2 Жидкости глушения на углеводородной основе

Область применения:Жидкости глушения на основе обратных эмульсий применяются для

предотвращения загрязнения продуктивного пласта за счет создания непроницаемогоэкрана, предотвращающего попадание солевого (бурового) раствора при глушениинефтяных и газовых скважин, промывке забоев и других работ связанных сиспользованием технологических жидкостей на водной основе и обработке призабойнойзоны пласта, для повышения продуктивности.

Преимущества:• Применяется в зимних (до -40°С) и летних условиях;• Регулирование плотности в широких пределах от 0,9 до 1,25 г/смЗ(без твердой

фазы);• Сохранение и повышение продуктивности нефтяного пласта;• Дополнительный отбор нефти, в том числе из малодебитных скважин;Состав жидкости глушения на углеводородной основе:

Углеводородная фаза (нефть, нефтепродукты, продукты нефтехимического синтеза);Эмульгатор (Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗб);Минерализованная (NaCl, CaC12 или другими солями) вода;

Для более высоких плотностей ЖГ-РУО необходимо применять специальныереагенты.Состав, плотность и другие параметры ЖГ-РУО уточняются для каждогоместорождения совместно с геологическим отделом НГДУ, технология глушения -совместно с технологическим отделом.

Технология применения жидкости глушения на углеводородной основеНа практике испытаны несколько вариантов глушения:

ХПМЕКО

ГАНГ

- с полной заменой скважинной жидкости на ЖГ-РУО ,- с заменой скважинной жидкости на ЖГ-РУО на 200-300 метров выше интервала

перфорации, а выше - на обычный глинистый раствор или пластовая,минерализованная вода,

- с продавкой и без прлодавки в пласт.При полной замене жидкости на ЖГ-РУО технология глушения аналогична

технологии с использованием водных систем, и отличается тем, что не возникаетпоглощений продукгивным пластом. Поэтому расход ЖГ-РУО не превышает объем стволаскважины. При комбинированной замене скважинной жидкости расход ЖГ-РУО в 3-4 разаменьше, чем при полной замене. Технология глушения зависит от приемистостипродуктивного пласта. Если пласт принимает, то порцию ЖГ-РУО 8-10 м закачивают вмежтрубье, а следом закачивают водный раствор в объеме, необходимом для заполненияскважины до устья.

Промысловые испытания:Имеется положительный опыт применения ЖГ-РУО на ряде месторждений Западной

Сибири при глушении скважин в Ноябрьске, Радужном, Нижневартовске и Сургуте.Разработана и утверждена " Инструкция на приготовление и применение жидкостей

глушения на углеводородной основе ЖГ-РУО".

ХПМЕКО

Результаты глушения скважин жидкостью на углеводородной основе ЖРИЭР в ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз"

№ скважины

871/12

304/53

400/52

629/29

803/7

Месторождение

Южный Харампур

Южный Харампур

Северный Харампур

Южный Харампур

Южный Харампур

До ремонта, м^/сут

Qжидкocти

60

10

12

2

46

(^)нефти

24

7

9

1

18

После ремонта, мЗ/сут

(^жидкости

60

15

14

13

46

Q нефти

30

7

9

10

18

Полисахаридная жидкость глушения ПСЖГ на основекомплекса гелирующего "Химеко-В"

• Жидкость глушения термостабильна при температурах до 90'С• Обладает низкой фильтруемостыо• Регулирование плотности в широких пределах от 1 до 1,18 г/см' (без твердой фазы)• Сохранение и повышение продуктивности добывающих скважин• Дополнительный отбор нефти, в том числе из малодебитных скважин

Результаты глушения скважин жидкостью на полисахаридной основеПСЖГ в ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз"

№ скважины

50(1/46

955/18

413/43

Месторождение

Южный Харампур

Южный Харампур

Южный Харампур

До ремонта, мЗ/сут

(^жидкости

65

60

2

Qнефти

11

24

1

После ремонта, м^/сут

(^жидкости

50

70

12

Q нефти

16

45

8

ХИМСКОп

7.3 Буровой раствор на углеводородной основе

Область применения:Инвертные эмульсионные буровые растворы применяются при строительстве эксплу-

атационных скважин (наклонных и горизонтальных скважин, зарезке вторых стволов идр.) на месторождениях Западной Сибири, обеспечивающих высокоэффективное освое-ние трудно извлекаемых запасов нефти и, в первую очередь, для условий: низко проница-емых, малодебитных и заглинизированных коллекторов, а также для месторождений с низ-кими пластовыми давлениями, вступившими в поздний период эксплуатации, капиталь-ном и подземном ремонте скважин.

Преимущества:• Предотвращение загрязнения коллекторских свойств продуктивных горизонтов;• Сокращение времени на освоение скважин;• Применяется при высоких (до 150°С) и низких температурах (до -40°С);• Бурение при аномально низких и высоких давлениях;

Бурение в неустойчивых хемогенных и терригенных отложениях и многолетне-мерзлых породах;

Состав жидкости глушения на углеводородной основе:Углеводородная фаза (нефть, нефтепродукты, продукты нефтехимического синтеза,

в т. ч. низкотосичные, биоразлагаемые);Эмульгатор (Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗб);Структурообразователь (органоглина); Гидрофобизатор ( Нефтенол ГФ);Регулятор фильтрации (гидрофобный мел, органолигнит);Минерализованная (NaCl, CaC12 или другими солями) вода; Утяжелитель (барит, мел,

мраморная крошка).Состав, плотность и другие параметры ИЭР-РУО уточняются для каждого месторожде-

ния.

Технология применения бурового раствора на углеводородной основе1.Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм следует спускать до продуктивной

кровли продуктивных отложений, что позволяет, без опасности загрязнения их, пробуритьрасположенную выше толщу пород по традиционной для Западной Сибири технологии.

2.Продуктивные горизонты с аномально низкими или нормальными давлениямимощностью 100-150 м. рекомендуется разбуривать на гидрофобно-эмульсиопном раство-ре (РУО-НТ)

3. Возможны два варианта крепления продуктивной толщи, после вскрытия ее наэмульсии долотом 139,7 мм из под башмака 168 мм колонны, в зависимости от количестваодновременно эксплуатируемых объектов, прочности коллектора и наличия водоприто-ков:

- со спуском изготовленного на поверхности 114 мм. фильтра ;- со спуском 114 мм хвостовика, цементированием его тампонажпым раствором на уг-

леводородной основе (ТРУО) и перфорации в среде ИЭР.Тампонажный раствор (ТРУО) сохраняет естественную проницаемость коллекторов и

дает хорошее сцепление со стенками скважины.

Продукт может доставляться в железнодорожных цистернах, автоцистернах, бочках.

Л XHMEKOL

V A H r

Промысловые испытания:Имеется положительный опыт применения ИЭР па ряде месторждений Западной Сиби-

ри в Новом Уренгое, Губкинском, Ноябрьске.Разработана и утверждена" Инструкция на приготовление и применение бурового рас-

твора на углеводородной основе.

7.4 Гель - скребковая технология для очистки трубопро-водов

Гелевые скребки применяются для:• удаления скоплений и пристенных отложений с внугренней поверхности трубопро-

вода (нефтепровода, газопровода, нефтепродуктопровода);• удаления внутренних скоплений из резервных ниток на участках не оборудованных

устройствами для запуска и приема скребка;• освобождения трубопроводов от нефти, нефтепродукта, воды;• в качестве разделителей при последовательной перекачке разных нефтепродуктов;• в качестве герметизирующих составов для проведения ремонтных работ на трубо-

проводах;• очистки от коррозии и нгибирования внугренней поверхности трубопровода.

Преимущества и технические возможности гель-скребков:• Могут проходить по трубам разного диаметра;• Не повреждаются при проходе через ограничения и внедрения;• Обеспечивают хорошее гидравлическое уплотнение;• Можно вводить без стандартных скребковых ловушек;• Гель-скребки можно применять как взамен механических скребков, так и для

повышения эффективности механических скребков.

Состав гелевой композиции:Гель-скребки на основе комплекса гелирующего "Химеко-В" ТУ 2499-038-17197708-

98, дозировка на 1 мЗ пресной воды:гелеобразователь 10 - 20сшиватель 8-15 л/мЗ

Гель-скребки на основе комплекса гелирующего "Химеко'ТУ 2481-014-17197708-93,дозировка на 1 м^ дизельного топлива:

гелеобразователь 50 - 70активатор 40 - 60 л/мЗ

Промысловые испытания:Проводилась очистка магистрального нефтепродуктопровода "Уфа - Западное" уча-

стка "Соседка - Никольское" и участка "Стальной Конь - 8Н" протяженностью 168 км и 254км соответственно и диаметром 530 мм. Б результате пропуска гель-скребка было вынесе-но 3 мЗ воды и механических загрязнений в количестве 1т.

Проводятся испытания по герметизации запорной арматуры на магистральномнефтепродуктопроводе ОАО "Уралтранснефтепродукт".

Планируется очистка (с одновременным ингибированием) внугренних полостей газо-проводов высокого давления НУПНГ ОАО "Роснефть-Ставропольнефтегаз" с помощью ге-левых пробок. Планируются очистки магистральных нефтепродуктопроводов ОАО "Уралт-ранс-нефтепродукт".

ХИМЕКО

7.5 Селективно-изолирующий материалПредлагается высокоэффективный селективно-изолирующий материал - битумная

эмульсия "МИР".Битумная эмульсия представляет собой эмульсию битума в воде. Для ее приготовле-

ния используется различные сорта битума с температурой плавления от 70 - 170°С.Эмульсия обладает повышенной адсорбционной способностью к породе при этом

легко отмываются углеводородной жидкостью, что позволяет использовать ее как эффек-тивный водоизолирующий материал в добывающих скважинах. Лабораторные исследова-ния на фильтрационной установке высокого давления при температуре 140°С показали,что при закачке в водонасыщенный пласт битумной эмульсии с последующим вытеснени-ем его из пласта возникает высокий фактор сопротивления и резко уменьшается проница-емость по воде.

Эмульсия пригодная для использования при любой минерализации пластовых води температур пласта до 140°С.

Новый селективный водоизоляционный материалбитумная эмульсия «Химеко»

Селективный изолирующийматериалИзоляционный материалустойчивый к различным видам

деструкцииПрименяется при температурахдо 150ХПростота реализациитехнологии, не требующейспециальной техники иоборудования

Изменение проницаемости моделипласта и перепада давления nooieвоздействия битумной эмульсией Химекопри температуре 70°С

1,0 з

0,9 :

U,B :

О , ? '

Й ;й- о,б;S 0,5i

| о , 4 ;

1 о , з :

«>i t о,г;

Л 1 •U , l .

о,нс

- ^—-А

•

0

„Скорость филы

21,08*10"5 м

ROcr= 8,9"

5

• ^

Отног

рации

I

4*f

i1i

ii

5 2 2,5 3

сигельный объем прока

РтдТттТтТТТтТтТТтТ!

и

3

чанной

т I 1Скорость фильтрации •

52,78*10'5м/с

RCCT = 6,68

•

5 4 4

ЗОДЫ, V jaK/Vnop

5 . 5 5

Зависимость изменения давления призакачке пластовой воды послевоздействия битумной эмульсии

Химеко при температуре 135 С

т ХПМЕКОAHP

7.6 Промывочная жидкость для удаления АСПО «Нефте-нол АСП-О1»

Предлагается для промысловых испытаний пожаробезопасная промывочная жидкость«Нефтенол АСП-01».

Область примененияПредназначена для удаления АСПО в промысловом оборудовании при добыче и

транспортировке нефти.Лабораторные испытания

Промывочная жидкость прошла лабораторные испытания на реальных АСПО, отоб-ранных при очистке промыслового оборудования на месторождениях:

• Западной Сибири,• Украины,• Татарии,• Ухтыи показала преимущества перед применяемыми на промыслах промывочными соста-

вами.

Преимущества• Высокая отмывающая способность,• Пожаробезопаснось, в то время как большинство из применяемых реа-гентов для удаления АСПО в своем составе содержат легковоспламеняющиеся раство-

рители.